STUDI PEMILIHAN TURBIN
BERDASARKAN POTENSI ENERGI ANGIN
PADA KAWASAN BANDARA DEPATI AMIR, PANGKAL PINANG
Janindri Wiranti[1] , Agus R Utomo[2] Departemen Teknik Elektro Fakultas Teknik Universitas Indonesia
ABSTRAK
Semakin meningkatnya kebutuhan akan pasokan listrik serta semakin terbatasnya minyak bumi sebagai bahan baku pembangkit listrik menjadi salah satu alasan mengapa Sumber Daya Energi terbarukan (Renewable Energy) perlu dimanfaatkan semaksimal mungkin. Salah satu Sumber Daya Energi Terbarukan yang dapat dimanfaatkan sebagai Pembangkit Listrik adalah Angin. Studi dan Analisis potensi Angin diawali dengan pengumpulan dan pengolahan data kecepatan angin yang berasal dari Badan Meteorologi, Klimatologi, dan Geofisika (BMKG) sehingga didapatkan Nilai Statistik Potensi Angin. Analisis lebih lanjut dilakukan untuk menentukan Turbin Angin yang digunakan berdasarkan nilai Capacity Factor (CF). Parameter yang mempengaruhi nilai Capacity Factor antara lain power yang dihasilkan turbin sesuai spesifikasi turbin selama satu tahun serta power yang dihasilkan oleh kecepatan angin pada ketinggian turbin tertentu. Dari Analisis yang dilakukan pada Bandara Depati Amir, Pangkal Pinang dengan kecepatan angin rata-rata tahun 2011 sebesar 3.3 m/s pada ketinggian 33 meter maka Turbin yang tepat untuk digunakan di lokasi tersebut adalah turbin 2g dan 3f dengan kapasitas masing-masing 600kW dan 750 kW.
Kata kunci: Pangkal Pinang, Potensi Angin, Turbin Angin, Capacity Factor
ABSTRACT
Increasing demand for electricity and limited supply of petroleum as a raw material power are some reasons why the renewable energy resources is very advantageous. One of which can be used as power plant is wind (power). The study and analysis of wind potential begins with collection and processing of wind speed data derived from the Meteorology, Climatology, and Geophysics Agencies (BMKG), thus obtained wind potential statistic value. Further analysis was done to determine the wind turbines used on capacity factor (CF) value basis. Parameters that affect the capacity factor value are the energy resulted by turbines suitable to its specification within a year and produced by the wind speed at certain height of turbine. The analysis has been carried out at Depati Amir Airport, Pinang Kuala, in 2011. With an average wind speed by 3.3 m/s at a height of 33 meters, the appropriate turbines to be used in the location are 2g and 3f turbines, each with a capacity of 600 kW and 750 kW.
Key word: Pangkal Pinang, Wind Potential, Turbine, Capacity Factor
1.1. Latar Belakang
Di Negara Indonesia yang merupakan negara kepulauan, pemerataan energi listrik khususnya untuk wilayah pulau-pulau terpencil sulit dilakukan karena keterbatasan biaya untuk pembangunan pembangkit listrik di pulau-pulau tersebut. Sama halnya dengan kebutuhan listrik di wilayah Indonesia lainnya, kebutuhan listrik di Pangkal Pinang sebagai ibukota Kepulauan Bangka Belitung pun terus meningkat. Keterbatasan sumber daya minyak sebagai bahan bakar utama Pembangkit Listrik di Indonesia menjadi salah satu alasan diperlukannya alternatif energi yang ramah lingkungan salah satunya bersumber dari Energi Angin. Konversi energi angin di pulau Bangka Belitung sudah terpasang sejak tahun 2009, namun untuk pengembangan dan pemanfaatan energi angin lebih lanjut maka perlu dilakukan studi dan analisis potensi angin di kepulauan Bangka Belitung sehingga didapatkan spesifikasi turbin yang cocok dipakai di Bangka Belitung.
1.2. Batasan Masalah
Pembatasan masalah dari Jurnal ini adalah:
1. Metode pengolahan data dan analisis statistik potensi angin berupa korelasi antara ketinggian dan kecepatan angin berdasarkan kecepatan angin rata-rata tahun 2011 pada ketinggian 33 meter di Bandara Depati Amir, Pangkal Pinang, Kepulauan Bangka Belitung
2. Menghitung potensi energi listrik yang dihasilkan di Pangkal Pinang 3. Penentuan nilai Capacity Factor (CF) dari beberapa turbin dengan
spesifikasi turbin tertentu
4. Pemilihan jenis turbin berdasarkan nilai Capacity Factor (CF)
1.3. Maksud dan Tujuan Penulisan
Adapun maksud dan tujuan dari penyusunan skripsi ini adalah untuk menganalisis potensi angin di Bandara Depati Amir, Pangkal Pinang sehingga dapat ditentukan spesifikasi turbin berdasarkan nilai referensi Capacity Factor (CF) yaitu 20-40 % [1].
Angin adalah udara bergerak yang diakibatkan oleh rotasi bumi dan juga karena adanya perbedaan tekanan udara (tekanan tinggi ke tekanan rendah) di sekitarnya. Angin merupakan udara yang bergerak dari tekanan tinggi ke tekanan rendah atau dari suhu udara yang rendah ke suhu udara yang tinggi. Angin yang dapat digunakan dalam proses konversi energi adalah angin permukaan. Kecepatan angin permukaan sangat dipengaruhi oleh bentuk permukaan, jenis tutupan lahan dan hambatan lainnya dimana hal tersebut dapat menghambat laju aliran kecepatan angin. Angin permukaan terjadi pada ketinggian 1-100 meter dari atas permukaan tanah.
2.1. Konversi Energi Angin
Proses pemanfaatan energi angin dilakukan melalui dua tahapan konversi energi, pertama aliran angin akan menggerakkan rotor berputar selaras dengan angin yang bertiup, kemudian putaran dari rotor dihubungkan dengan generator, dari generator inilah dihasilkan arus listrik.
Gambar 2.1 Diagram Konversi Energi Angin
Tahapan konversi energi bermula dari energi kinetik angin menjadi energi gerak (mekanik) rotor kemudian menjadi energi listrik. Besarnya energi listrik yang dihasilkan dipengaruhi oleh beberapa faktor di antaranya adalah sebagai berikut :
1. Rotor (kincir), rotor turbin sangat bervariasi jenisnya, diameter rotor akan berbanding lurus dengan daya listrik. Semakin besar diameter semakin besar pula listrik yang dihasilkan, dilihar dari jumlah sudut rotor (baling-baling), sudut dengan jumlah sedikit berkisar antara 3-6 buah lebih banyak digunakan.
2. Kecepatan angin, kecepatan angin akan mempengaruhi kecepatan putaran rotor yang akan menggerakkan generator.
3. Jenis generator, generator terbagi dalam beberapa karakteristik yang berbeda, generator yang cocok untuk sistem konversi energi angin
Energi Kinetik Angin Energi Mekanik Energi Listrik
adalah generator yang dapat menghasilkan arus listrik pada putaran rendah.
2.2. Statistik Pengolahan Data Time-Series Kecepatan dan Arah Angin
Metode statistik yang digunakan untuk mengetahui karakteristik angin yaitu:
1. Metode Weibull
Pada metode distribusi Weibull terdapat 2 parameter yakni parameter bentuk k (tanpa dimensi) dan parameter skala c (m/s). Nilai parameter k diperoleh dengan nilai yang berdasarkan data-data kecepatan angin aktual di lapangan sehingga cukup representative untuk mengetahui distribusi dari sejumlah data kecepatan angin yang bervariasi. Untuk menentukan nilai parameter bentuk k, jika nilai tengah dan variannya telah diketahui dapat menggunakan persamaan (Dr. Gary L. Johnson, 2006):
( ) (2.1)
dengan:
σ = nilai standar deviasi kecepatan angin v = nilai tengah kecepatan angin (m/det)
Jumlah atau durasi sangat dipengaruhi oleh besar kecilnya nilai parameter k, semakin besar nilai parameter k maka semakin besar durasi dan sebaliknya semakin kecil nilai parameter k maka, semakin kecil durasinya.
Sedangkan untuk mendapatkan nilai dari parameter skala c untuk nilai k berkisar antara 1.5 sampai dengan 4 dengan menggunakan persamaan :
(2.2)
semakin kecil nilai parameter c maka, kurva akan bergeser ke arah kecepatan angin yang lebih rendah demikian juga sebaliknya.
Fungsi distribusi dari probabilitas distribusi Weibull f(v) dapat didefinisikan dengan persamaan (Dr. Gary L. Johnson, 2006) berikut:
( ) () [ ( )] (2.3) dengan :
v = nilai tengah kecepatan angin (m/det) e = epsilon
Untuk mengetahui durasi terjadinya kecepatan angin dalam satu tahun dapat menggunakan persamaan:
( ) ( ⁄ ) (2.4) Dimana :
8760 = Jumlah jam pertahun.
2. Metode Rayleigh
Pada metode distribusi Rayleigh hanya terdapat satu parameter saja, yakni parameter skala c (ada juga yang menggunakan symbol dengan huruf A untuk parameter skala), untuk melihat/mengetahui besaran atau nilai distribusi, sedangkan untuk durasi kecepatan anginnya telah ditentukan nilainya yakni k=2 (distribusi normal).
2.3. Pengaruh Ketinggian Angin
Kecepatan angin adalah jarak tempuh angin atau pergerakan udara per satuan waktu dan dinyatakan dalam satuan meter per detik (m/d), kilometer per jam (km/j), mil per jam (mil/j), serta mil laut per jam atau disebut juga knot (kn).
Tabel 2.1 Konversi Kecepatan Angin
knot (kn) km/jam mil/jam m/s
1 1.85 1.151 0.514
Potensi kecepatan angin pada suatu lokasi dipengaruhi salah satunya oleh ketinggian pengukuran yang diambil. Secara umum, kecepatan angin akan bertambah secara linear dengan pertambahan ketingggian. Kecepatan angin perlu disesuaikan pada ketinggian yang berbeda untuk dua pertimbangan, yaitu:
a. Pengukuran kecepatan angin diambil tidak pada ketinggian pemasangan alat ukur atau sensor anemometer.
b. Turbin angin yang ada dipasaran komersial biasanya sudah menetapkan ketinggian tertentu dalam spesifikasi teknisnya, dan ketinggiannya tersebut berbeda-beda antara merek turbin angin yang satu dengan yang lainnya.
Pergeseran angin (koefisien shear) dapat diperoleh dengan
dimana, u1 dan u2 adalah kecepatan angin pada ketinggian h2 dan
h1 dan γ adalah koefisien pergeseran angin. Metoda lain yang digunakan
untuk melakukan ekstrapolasi yaitu profil logaritmik dimana parameter roughness telah dimasukkan dalam perhitungan yaitu:
( ⁄ )
( ⁄ ) (2.6)
dimana z0 adalah jenis tutupan lahan (roughness length) dan nilai
pergeserannya diperoleh menggunakan persamaan : ( ( ( ⁄ )⁄ )) ( ⁄ ⁄ ) (2.7)
Berdasarkan jenis tutupan lahan, pendekatan nilai diperlihatkan pada tabel :
Tabel 2.2 Jenis Tutupan Lahan
2.4. Parameter Penilaian Potensi Energi Angin
Parameter yang digunakan dalam penilaian potensi energy angin, yaitu:
2.4.1 Distribusi Kecepatan Angin
Distribusi kecepatan angin dapat diketahui dari data kecepatan angin hasil pemantauan langsung yang kemudian dihitung secara statistik. Hasil dari perhitungan tersebut akan menunjukkan dominasi dan variabilitas dari nilai kecepatan angin pada lokasi yang dipantau.
a. Distribusi arah angin Distribusi arah angin atau disebut
wind-rose ini menunjukkan arah angin dominan yang terjadi selama
pemantauan pada lokasi.
Jenis Tutupan Lahan Roughness Length (Zo,m) Nilai ϒ
Permukaan air 0.0002 0.08
Ruang terbuka dengan permukaan tanah yang halus seperti landasan pacu pesawat
terbang dan sebagainya 0.0024 0.11
Area persawahan terbuka tanpa semak belukar dan bangunan yang sangat tersebar
dengan beberapa permukaan tanah yang menyerupai bukit yang sangat landai 0.0030 0.15
Area pertanian dengan beberapa rumah ketinggian 8 meter yang mempunyai pagar
area dengan jarak sekitar 1250 m 0.0550 0.17
Area pertanian dengan banyak rumah, semak-semak dan tanaman, dengan
ketinggian 8 meter dan memiliki pagar area dengan jarak sekitar 500 m 0.1000 0.19
Area pertanian dengan banyak rumah, semak-semak dan tanaman dengan ketinggian
8 meter dan memiliki pagar area dengan jarak sekitar 250 m 0.2000 0.21
Desa, kota-kota kecil, lahan pertanian dengan banyak dan tinggi, hutan dan dataran
sangat kasar dan tidak merata 0.4000 0.25
Kota-kota besar dengan gedung-gedung tinggi 0.8000 0.31
Gambar 2.2 Wind-rose
b. Distribusi energi berdasarkan arah angin
Berdasarkan wind-rose dapat diketahui juga potensi energy angin berdasarkan arah angin dominan, karena arah angin dominan belum tentu potensial energinya,. Parameter ini disebut Energy-rose.
Gambar 2.3 Energy-rose
2.4.2. Energi Kinetik Angin
Energi kinetik atau energi gerak adalah energi yang dimiliki oleh sebuah benda yang bergerak (kincir angina). Energi kinetik sebuah benda sama dengan jumlah usaha yang diperlukan untuk menyatakan kecepatan dan rotasinya. Energi kinetik (EK) dari suatu obyek dengan massa M total dan kecepatan V diberikan oleh persamaan berikut ini :
(2.8)
Dimana :
EK = Energi Kinetik (Joule) M = Massa (kg)
V = Kecepatan (m/s)
Untuk menentukan energi kinetik dari angin, anggap bahwa energi kinetik yang terbentuk merupakan angin yang melewati
bidang turbin angin dengan luas penamppang A dan ketebalan D (seperti terlihat pada gambar 2.4) selama waktu tertentu.
Gambar 2.4 Penampang Turbin
Berdasarkan pengertian luas penampang turbin, maka didapatkan persamaan Volume Turbin Angin sebagai berikut :
Vol = A * D
ρ = M / Vol M = ρ * Vol
Dimana :
Vol = Volume Turbin (m3)
A = Luas Penampang (m2)
D = Diameter Penampang / Turbin Angin (m) ρ = Massa Jenis Angin/Udara (1.225 kg/m3) M = Massa Udara (kg)
Jika T merupakan waktu yang diperlukan Kincir Angin, dengan ketebalan D, untuk bergerak melalui pesawat baling-baling turbin angin, maka kecepatan paket ini dapat diekspresikan sebagai V = D / T, dan sedikit ilmu aljabar memberikan D = V * T
EK = ½ * M * V2 Substitusi M = ρ * Vol EK = ½ * (ρ * Vol) * V2 Substitusi Vol = A * D EK = ½ * (ρ * A * D) * V2 Substitusi D = V * T EK = ½ * (ρ * A * V * T) * V2
Maka didapatkan persamaan Energi Kinetik sebagai berikut :
EK = ½ * ρ * V3 * A * T
2.4.3. Daya Angin
Power (P) atau disebut juga Daya, dengan satuan Watt (W), merupakan besarnya Energi yang dihasilkan per satuan waktu.
Maka power/daya yang dihasilkan oleh turbin angin dirumuskan sebagai berikut :
Maka didapatkan persamaan akhir sebagai berikut :
Dimana :
P = Daya/Power (Watt)
ρ = Massa Jenis Angin/Udara (1.225 kg/m3) V = Kecepatan (m/s)
A = Luas Penampang (m2) = ¼ * п * D
D = Diameter Penampang / Turbin Angin (m)
2.5. Kerapatan Daya (Power Density) Angin
Wind Power Density (WPD) merupakan besarnya Power/Daya
yang di hasilkan per satuan luas Area Turbin atau disebut dengan Rapat Daya. Satuan WPD adalah Watt/m2. Nilai Rapat Daya Angin dijelaskan dengan persamaan berikut ini :
Dimana :
P = Daya/Power (Watt)
ρ = Massa Jenis Angin/Udara (1.225 kg/m3)
V = Kecepatan (m/s)
A = Luas Penampang (m2) = ¼ * п * D
D = Diameter Penampang / Turbin Angin (m)
Tabel 2.3 Klasifikasi rapat daya pada ketinggian spesifik
2.6. Teknologi Turbin Angin
Pembangkit Listrik Tenaga Angin mengkonversikan energi angin menjadi energi listrik dengan menggunakan turbin angin atau kincir angin. Cara kerjanya cukup sederhana, energi angin yang memutar turbin angin, diteruskan untuk memutar rotor pada generator dibagian belakang turbin angin, sehingga akan menghasilkan energi listrik. Energi Listrik ini biasanya akan disimpan kedalam baterai sebelum dapat dimanfaatkan. Secara sederhana sketsa kincir angin adalah sebagai berikut :
Power Density Kecepatan Angin Power Density Kecepatan Angin Power Density Kecepatan Angin
W/m2 m/s W/m2 m/s W/m2 m/s 1 0-100 0-4.4 0-160 0-5.1 0-200 0-5.6 2 100-150 4.4-5.1 160-240 5.1-5.8 200-300 5.6-6.4 3 150-200 5.1-5.6 240-320 5.8-6.5 300-400 6.4-7.0 4 200-250 5.6-6.0 320-400 6.5-7.0 400-500 7.0-7.5 5 250-300 6.0-6.4 400-480 7.0-7.4 500-600 7.5-8.0 6 300-400 6.4-7.0 480-640 7.4-8.2 600-800 8.0-8.8 7 400-1000 7.0-9.4 640-1600 8.2-11.0 800-2000 8.8-11.9 10 m 30 m 50 m Kelas
Gambar 2.5 Skema Kincir Angin (Turbin Angin)
Secara garis besar, sebuah turbin listrik terdiri dari 4 bagian inti yang dijelaskan pada gambar 2.5 serta 2.6 sebagai penjabaran detail bagian body turbin angin, antara lain:
a. Rotor, mengubah energi angin menjadi energi rotasi poros.
b. Kotak tempat gearbox dan generator listrik
c. Menara
d. Perangkat elektronik
Gambar 2.6 Skema Body dan Generator Turbin Angin
Turbin angin mengambil energi angin dengan menurunkan kecepatannya. Untuk bisa mencapai 100% efisien, maka sebuah turbin angin harus menahan 100% kecepatan angin yang ada, dan rotor harus terbuat dari piringan solid dan tidak berputar sama sekali, yang artinya tidak ada energi kinetik yang akan dikonversi.
Energi angin bisa ditangkap dengan dua atau tiga buah baling-baling yang didesain seperti sayap pesawat terbang. Untuk mendapatkan kecepatan angin yang cukup tinggi, konstan, dan tidak terlalu banyak turbulensi biasanya turbin angin dipasang di atas sebuah menara pada ketinggian 30 meter atau lebih.
Output dari turbin angin tergantung dari besarnya turbin dan juga kecepatan angin. Untuk menentukan lokasi yang cocok untuk pembangkit listrik tenaga angin, biasanya kecepatan angin di monitor selama satu tahun. Rata-rata kecepatan angin 4 meter per detik untuk turbin angin skala rumah.
Ada dua dasar design turbin angin, yaitu Vertical Axis Wind Turbine dan Horizontal Axis Wind Turbine seperti terlihat pada gambar 2.7 dibawah ini.
Gambar 2.7 Jenis Turbin Angin
a. Turbin Angin Sumbu Horizontal (TASH)
Turbin angin sumbu horizontal (TASH) memiliki poros rotor utama dan generator listrik di puncak menara. Sebagian besar memiliki sebuah gearbox yang mengubah perputaran kincir yang pelan menjadi lebih cepat berputar. Karena sebuah menara menghasilkan turbulensi di belakangnya, turbin biasanya diarahkan melawan arah anginnya menara.
b. Turbin Angin Sumbu Vertikal
Turbin angin sumbu vertikal (TASV) memiliki poros atau sumbu rotor utama yang disusun tegak lurus. Kelebihan utama susunan ini adalah turbin tidak harus diarahkan ke angin agar menjadi efektif. Kelebihan TASV adalah sangat berguna di tempat-tempat yang arah anginnya sangat bervariasi. TASV mampu mendayagunakan angin dari berbagai arah.
c. Faktor Kapasitas Turbin Angin (Capacity Factor – CF)
CF merupakan suatu ukuran kinerja dari turbin angin, bukan merupakan suatu ukuran untuk menentukan berapa energi listrik yang dihasilkan dalam satu tahun. CF dapat juga di
definisikan sebagai suatu rasio dari besar listrik keluaran rata-rata suatu turbin angin dalam satu tahun berdasarkan kondisi potensi kecepatan angin dilokasi terhadap daya nominal dari turbin angin tersebut. Nilai CF biasanya berkisar antara 20-40%.
Untuk mendapatkan nilai perkiraan energi listrik keluaran turbin angin berdasarkan definisi tersebut dapat menggunakan persamaan:
d. Faktor Produksi Tahunan Turbin Angin (Annual Energy
Production – AEP)
Energi listrik yang dihasilkan oleh turbin angin dalam setahun sesuai dengan potensi angin yang ada dilokasi (Weibull) dapat diperkirakan dengan menggunakan persamaan:
∫ ( ) ( ) ( )
Dengan:
Pe (v) : sesuai model kurva daya turbin angin
f(v) : distribusi weibull pada lokasi
Sedangkan nilai AEP nominal dapat dihitung menggunakan persamaan: ( )
BAB III DATA
Data-data yang digunakan untuk Analisa selanjutnya diambil dari Data Kecepatan Angin di Pangkal Pinang (dari BMKG untuk BATAN) dan kemudian diolah dengan software Angin "Wind Plot" yang ada di BATAN untuk statistik kecepatan dan arah angin.
3.1. Persiapan Data Simulasi Potensi Energi Angin
Data-data yang disiapkan adalah sebagai berikut :
1. Data Kecepatan Angin
Pengambilan data menggunakan cup anemometer untuk sensor pengukuran kecepatan angin dan wind vane untuk sensor arah angin serta
Data Logger sebagai alat akuisisi data yang didalamnya terdapat kartu
memori untuk menyimpan parameter-parameter yang diinginkan. Sensor tersebut dipasang pada ketinggian 33 meter dari permukaan tanah. Lokasi pengambilan data terletak pada koordinat geografi Lintang - Bujur 02° 10'
LS - 106° 08' BT. Data yang digunakan adalah data kecepatan angin rata-rata perhari selama tahun 2011 yang ditunjukkan pada tabel 3.1 dibawah ini :
Tabel 3.1 Kecepatan Angin pada ketinggian 33 m. sumber BMKG, Pangkal Pinang, 2011
Tabel 3.2 Summary Data Kecepatan Angin pada ketinggian 33 m. sumber BMKG, Pangkal Pinang, 2011
Tabel 3.3 Kecepatan Angin pada ketinggian 80 m. sumber BMKG, Pangkal Pinang, 2011
Tabel 3.4 Summary Data Kecepatan Angin pada ketinggian 80 m. sumber BMKG, Pangkal Pinang, 2011
Tanggal Jan Feb Mar Apr Mei Jun Jul Agust Sep Okt Nop Des
1 3.1 2.6 2.1 2.1 1.2 3.1 3.6 7.7 6.7 3.6 2.1 1.0 2 2.6 1.5 2.1 1.7 1.9 3.6 3.6 6.7 7.7 4.1 2.1 1.1 3 0.5 3.1 2.6 2.3 1.7 2.6 3.6 5.7 6.7 5.1 1.0 1.5 4 2.6 1.0 3.6 1.9 1.9 2.1 5.7 4.1 6.2 3.1 1.5 1.4 5 1.5 2.6 2.6 1.4 2.2 3.1 6.2 4.1 7.2 2.1 1.5 1.1 6 2.6 4.1 2.6 1.9 0.8 1.5 6.2 6.2 8.7 3.1 1.0 0.6 7 3.1 2.6 1.5 2.7 1.8 3.1 6.2 5.7 7.2 3.1 3.1 1.3 8 3.1 3.1 1.5 1.4 1.4 3.6 6.2 6.7 6.7 3.1 2.6 1.7 9 2.6 3.1 2.6 1.7 4.7 3.1 4.6 6.2 7.2 3.1 1.5 2.5 10 5.1 4.1 1.5 3.1 4.1 2.1 4.1 5.7 7.7 4.1 2.1 0.8 11 5.1 2.1 1.5 1.1 3.9 3.6 3.6 5.1 8.2 2.1 2.6 1.6 12 5.7 2.1 2.1 3.4 2.2 4.1 3.1 5.1 6.7 3.6 2.1 1.0 13 3.6 4.1 2.1 1.2 2.3 3.1 5.7 5.1 6.7 2.1 0.5 1.5 14 2.1 5.1 1.5 2.9 0.8 4.1 5.7 5.1 5.1 4.6 1.5 2.0 15 4.1 3.1 1.5 1.9 2.8 3.1 6.7 5.7 2.1 4.1 1.5 0.5 16 4.1 3.1 2.1 1.8 2.7 3.6 1.5 6.7 4.6 3.6 1.0 1.6 17 4.6 3.6 2.6 4.1 2.1 5.7 3.1 4.6 4.6 2.6 0.5 0.1 18 4.1 5.1 1.0 0.9 2.4 5.1 4.6 4.6 6.2 2.6 1.0 1.6 19 4.6 2.6 1.5 1.3 1.2 5.7 5.1 6.7 6.2 2.6 2.6 1.6 20 3.1 2.6 2.1 1.1 1.8 6.7 4.1 5.7 2.6 2.1 2.6 1.6 21 5.1 4.6 1.0 1.4 2.1 7.2 4.1 5.7 5.1 2.1 1.5 2.2 22 2.6 4.1 1.5 2.0 3.9 6.2 4.6 6.7 4.1 1.5 1.5 1.4 23 2.6 3.1 2.1 2.3 3.1 2.6 2.1 6.7 5.7 2.6 2.1 1.9 24 3.1 4.1 2.1 2.1 4.3 5.1 4.6 6.7 6.7 2.6 1.0 0.3 25 2.1 4.6 1.5 1.2 1.7 7.2 3.6 8.2 4.6 1.5 2.1 2.8 26 2.1 3.6 2.1 1.1 1.6 3.6 5.7 6.2 4.1 2.1 2.1 1.2 27 2.1 3.6 2.6 1.9 2.2 4.1 7.2 6.2 4.1 1.5 1.5 2.6 28 4.1 2.1 1.5 2.7 1.5 3.1 6.2 6.7 4.1 2.1 1.0 2.0 29 2.1 2.6 1.9 3.3 4.1 5.1 4.6 6.2 2.6 0.5 1.4 30 1.5 1.5 1.5 4.1 2.6 6.7 4.1 4.6 1.5 1.5 1.6 31 2.1 4.1 3.9 7.7 5.7 1.5 1.6 Rata-rata 3.1 3.3 2.0 1.9 2.4 3.9 4.9 5.8 5.8 2.8 1.6 1.5
Maks Min Rata-Rata Januari 5.7 0.5 3.1 Februari 5.1 1.0 3.3 Maret 4.1 1.0 2.0 April 4.1 0.9 1.9 Mei 4.7 0.8 2.4 Juni 7.2 1.5 3.9 Juli 7.7 1.5 4.9 Agustus 8.2 4.1 5.8 September 8.7 2.1 5.8 Oktober 5.1 1.5 2.8 Nopember 3.1 0.5 1.6 Desember 2.8 0.1 1.5 Kecepatan Angin (m/s) Bulan
Tanggal JAN PEB MAR APR MEI JUN JUL AGT SEP OKT NOP DES
1 4.1 3.5 2.8 2.9 1.6 4.1 4.8 10.4 9.0 4.8 2.8 1.4 2 3.5 2.1 2.8 2.3 2.6 4.8 4.8 9.0 10.4 5.5 2.8 1.5 3 0.7 4.1 3.5 3.1 2.2 3.5 4.8 7.6 9.0 6.9 1.4 2.0 4 3.5 1.4 4.8 2.6 2.5 2.8 7.6 5.5 8.3 4.1 2.1 1.9 5 2.1 3.5 3.5 1.9 2.9 4.1 8.3 5.5 9.7 2.8 2.1 1.5 6 3.5 5.5 3.5 2.6 1.1 2.1 8.3 8.3 11.7 4.1 1.4 0.8 7 4.1 3.5 2.1 3.7 2.5 4.1 8.3 7.6 9.7 4.1 4.1 1.8 8 4.1 4.1 2.1 1.9 1.9 4.8 8.3 9.0 9.0 4.1 3.5 2.3 9 3.5 4.1 3.5 2.2 6.3 4.1 6.2 8.3 9.7 4.1 2.1 3.3 10 6.9 5.5 2.1 4.2 5.4 2.8 5.5 7.6 10.4 5.5 2.8 1.1 11 6.9 2.8 2.1 1.5 5.3 4.8 4.8 6.9 11.0 2.8 3.5 2.1 12 7.6 2.8 2.8 4.5 2.9 5.5 4.1 6.9 9.0 4.8 2.8 1.3 13 4.8 5.5 2.8 1.7 3.1 4.1 7.6 6.9 9.0 2.8 0.7 2.1 14 2.8 6.9 2.1 3.8 1.1 5.5 7.6 6.9 6.9 6.2 2.1 2.7 15 5.5 4.1 2.1 2.5 3.8 4.1 9.0 7.6 2.8 5.5 2.1 0.6 16 5.5 4.1 2.8 2.4 3.7 4.8 2.1 9.0 6.2 4.8 1.4 2.2 17 6.2 4.8 3.5 5.5 2.8 7.6 4.1 6.2 6.2 3.5 0.7 0.2 18 5.5 6.9 1.4 1.2 3.2 6.9 6.2 6.2 8.3 3.5 1.4 2.2 19 6.2 3.5 2.1 1.8 1.6 7.6 6.9 9.0 8.3 3.5 3.5 2.1 20 4.1 3.5 2.8 1.5 2.4 9.0 5.5 7.6 3.5 2.8 3.5 2.1 21 6.9 6.2 1.4 1.9 2.8 9.7 5.5 7.6 6.9 2.8 2.1 3.0 22 3.5 5.5 2.1 2.7 5.2 8.3 6.2 9.0 5.5 2.1 2.1 1.9 23 3.5 4.1 2.8 3.1 4.2 3.5 2.8 9.0 7.6 3.5 2.8 2.6 24 4.1 5.5 2.8 2.8 5.8 6.9 6.2 9.0 9.0 3.5 1.4 0.4 25 2.8 6.2 2.1 1.6 2.2 9.7 4.8 11.0 6.2 2.1 2.8 3.8 26 2.8 4.8 2.8 1.4 2.2 4.8 7.6 8.3 5.5 2.8 2.8 1.5 27 2.8 4.8 3.5 2.6 3.0 5.5 9.7 8.3 5.5 2.1 2.1 3.5 28 5.5 2.8 2.1 3.6 2.1 4.1 8.3 9.0 5.5 2.8 1.4 2.7 29 2.8 3.5 2.6 4.5 5.5 6.9 6.2 8.3 3.5 0.7 1.9 30 2.1 2.1 2.0 5.4 3.5 9.0 5.5 6.2 2.1 2.1 2.1 31 2.8 5.5 5.3 10.4 7.6 2.1 2.2 Rata-rata 4.2 4.4 2.7 2.6 3.3 5.3 6.5 7.8 7.8 3.7 2.2 2.0
Maks Min Rata-Rata
Januari 7.6 0.7 4.2 Februari 6.9 1.4 4.4 Maret 5.5 1.4 2.7 April 5.5 1.2 2.6 Mei 6.3 3.3 3.3 Juni 9.7 5.3 5.3 Juli 10.4 6.5 6.5 Agustus 11.0 7.8 7.8 September 11.7 7.8 7.8 Oktober 6.9 3.7 3.7 Nopember 4.1 2.2 2.2 2.0
2. Data Arah Angin
Arah angin yang berhembus selama satu tahun memiliki arah yang bervariasi tergantung pada musim dan faktor lain yang mempengaruhinya. Data arah angin tahun 2011 dapat dilihat pada gambar dibawah ini :
Tabel 3.5 Arah Angin di Pangkal Pinang pada 2011. sumber BMKG, satuan : derajat (°)
3. Wind Rose Plot
Aplikasi Wind Rose Plot merupakan aplikasi Internal BATAN yang digunakan untuk menganalisis data kecepatan serta arah angin pada areal tertentu berupa Wind Rose Plot, Grafik Frekuensi, Distribusi, Persentase, serta Count.
Wind Rose Plot menunjukkan arah, kecepatan, serta karakter angin
di wilayah Pangkal Pinang seperti terlihat pada gambar 3.1 dibawah ini.
Gambar 3.1 Wind Rose Pangkal Pinang 2011
Frequency Distribution menunjukkan frekuensi arah angin serta
kecepatan angin berdasarkan periode data yang digunakan yaitu data kecepatan rata-rata harian pada tahun 2011.
Tanggal JAN PEB MAR APR MEI JUN JUL AGT SEP OKT NOP DES
1 315 315 315 315 315 135 135 135 135 135 225 315 2 315 315 315 225 45 135 90 135 135 135 225 270 3 315 360 315 315 90 225 180 135 135 135 225 315 4 315 315 315 270 45 90 135 135 135 180 225 45 5 315 315 315 225 315 180 135 135 135 135 180 315 6 315 315 315 315 225 180 90 135 135 135 225 45 7 315 315 315 360 315 135 135 135 135 135 180 45 8 315 315 315 315 45 135 135 135 180 180 90 315 9 225 45 225 270 135 180 90 135 135 180 90 360 10 315 360 315 315 135 135 90 135 135 135 45 270 11 315 45 315 315 90 135 135 135 135 180 135 45 12 315 45 315 360 45 135 135 135 135 135 90 225 13 315 360 315 270 90 135 135 90 90 135 270 315 14 360 360 360 360 135 180 135 135 90 135 225 315 15 315 315 360 45 180 180 135 135 90 135 270 45 16 315 360 360 135 135 135 180 135 90 135 225 315 17 315 360 360 180 135 135 135 135 90 45 225 225 18 360 315 360 315 90 135 135 90 135 135 270 315 19 360 315 360 45 135 135 135 135 135 90 225 315 20 360 315 360 135 135 135 135 135 135 90 45 270 21 360 315 360 45 135 135 135 135 90 90 45 225 22 360 315 360 45 135 135 135 135 135 90 45 270 23 360 360 360 45 90 135 135 135 135 45 45 315 24 360 360 360 360 135 135 135 135 135 90 270 270 25 315 360 315 315 135 135 135 135 135 225 45 315 26 315 360 315 225 270 135 135 135 135 45 90 315 27 315 360 315 225 180 180 135 135 180 225 225 315 28 360 315 360 45 180 135 135 135 135 225 270 315 29 315 315 180 180 135 135 135 135 45 315 315 30 270 270 270 180 135 135 135 135 90 315 315 31 315 315 TGR 135 135 270 45 Terbanyak 315 315 315 315 135 135 135 135 135 135 225 315
Gambar 3.2 Grafik Distribusi Angin
Sama halnya dengan Frequency Distribution, tabel Distribusi Angin menampilkan banyaknya frekuensi untuk arah angin dan range kecepatan angin baik dalam persentase maupun dalam pecahan seperti pada gambar dibawah ini.
Gambar 3.3 Tabel Distribusi Angin
Gambar 3.4 Tabel Persentase Distribusi Angin
Count menampilkan banyaknya data arah serta kecepatan angin pada suatu periode data.
Gambar 3.5 Count Data Angin
3.2. Pemilihan Jenis Turbin yang Akan Digunakan
Untuk menentukan jenis turbin angin yang akan digunakan maka dilakukan simulasi perhitungan nilai AEP terhadap 15 jenis turbin angin dengan spesifikasi berbeda yang dikelompokkan berdasarkan kapasitas turbin angin yaitu kelompok 1 untuk turbin angin dengan kapasitas 500kW yang terdiri dari 2 spesifikasi yang berbeda, kelompok 2 untuk turbin angin kapasitas 600 kW dengan 7 spesifikasi yang berbeda dan kelompok
3 untuk turbin angin dengan kapasitas 700kW dengan 6 spesifikasi yang berbeda. Perbedaan spesifikasinya terletak pada ketinggian hub, diameter rotor, dan nilai cut-in cut-off nya. Berikut tabel daftar turbin angin yang akan dipilih :
Tabel 3.6 Daftar Turbin Angin
BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN
Analisis potensi angin di Bangka Belitung dengan menggunakan perumusan korelasi antara ketinggian dan kecepatan angin dengan kecepatan referensi dari BMKG pada ketinggian 33 meter dan 80 meter. Pembahasan selanjutnya difokuskan pada pemilihan turbin angin dengan pemilihan turbin angin yang sesuai dengan Capacity Factor (CF). Pembangkit Listrik Tenaga Angin dilokasi tersebut.
4.1. Statistik Potensi Energi Angin
Studi kasus dilakukan pada area Bangka Belitung tepatnya di Pangkal Pinang yang terletak di Stasiun Meteorologi Bandar Udara “Depati Amir”. Keadaaan angin di Bangka Belitung sama dengan wilayah Indonesia lainnya dimana sangat dipengaruhi oleh angin monsoon yang secara garis besar dapat dibagi menjadi Angin Musim Barat dan Angin Musim Timur. Periode Angin Musim Barat terjadi pada Desember sampai dengan Maret, sedangkan Angin Musim Timur terjadi pada Juni sampai dengan September. Musim Pancaroba terjadi antara bulan April-Mei dan Oktober-November. Perhitungan statistik potensi energi angin dilakukan dengan asumsi roughness yang seragam dengan nilai yang diambil adalah 0.03 m. Nilai tersebut merupakan representasi dari jenis area persawahan terbuka tanpa semak belukar dan bangunan yang sangat tersebar dengan beberapa permukaan tanah yang menyerupai bukit yang sangat landai.
Kelompok Kapasitas (kW) Ø Rotor (m) Tinggi Hub (m)
1a 500 33.2 30 1b 500 39 40.5 2a 600 44 40 2b 600 43 45 2c 600 48 50 2d 600 39 40.5 2e 600 42 40.5 2f 600 44 40.5 2g 600 48 50 3a 750 44 50 3b 750 48.2 50 3c 750 48.4 65 3d 750 54 60 3e 750 50 50 3f 750 57 68
4.1.1 Fungsi Distribusi Weibull
Potensi energi angin menggunakan data kecepatan dan arah angin pada ketinggian 33 dan 80 meter pada Tabel 4.1 dari atas permukaan tanah sesuai dengan penempatan anemometer di lapangan menghasilkan perhitungan statistik yang diperlihatkan pada Tabel 4.2.
Tabel 4.1 Data Kecepatan Angin di Pangkal Pinang pada 2011. Sumber BMKG
Dari data yang ada dapat dilakukan analisis terhadap beberapa parameter Angin antara lain parameter c, Weibull k, serta Rapat Daya Angin seperti ditampilkan pada Tabel 4.2.
Tabel 4.2 Data Angin di Pangkal Pinang pada periode 2011
Untuk Nilai Representasi Angin pada Ketinggian 50 m menggunakan Ekstrapolasi dengan memperhatikan roughness surface atau tutupan lahan, maka didapatkan data sebagai berikut ini :
Tabel 4.3 Kecepatan Angin pada Ketinggian 50m * hasil Ekstrapolasi profil logaritmik
Dengan ekstrapolasi yang dilakukan maka dihasilkan statistik potensi energi angin pada ketinggian 33, 80, dan 55 meter sebagai berikut ini :
Tabel 4.4 Data Angin di Pangkal Pinang pada periode 2011
Ketinggian (m) Kecepatan Angin Rata-rata (m/s) Standar Deviasi Parameter c (m/s) Weibull k Rapat Daya W/m2 33 3.3 1.54 3.65 2.26 40.35 80 4.4 2.07 4.90 2.26 97.48
Maks Min Rata-Rata
Januari 6.0 0.5 3.3 Februari 5.4 1.1 3.4 Maret 4.3 1.1 2.2 April 4.4 0.9 2.0 Mei 4.9 0.9 2.6 Juni 7.6 1.6 4.2 Juli 8.1 1.6 5.1 Agustus 8.7 4.3 6.1 September 9.2 2.2 6.1 Oktober 5.4 1.6 2.9 Nopember 3.3 0.5 1.7 Desember 3.0 0.1 1.5
Bulan Kecepatan Angin (m/s)
Ketinggian (m) Kecepatan Angin Rata-rata (m/s) Standar Deviasi Parameter c (m/s) Weibull k Rapat Daya (W/m2) 33 3.3 1.54 3.65 2.26 40.35 50 3.4 1.63 3.86 1.00 47.50 80 4.4 2.07 4.92 1.00 98.50
Gambar 4.1 Kurva Rapat Daya Angin
4.1.2 Faktor Kapasitas Turbin Angin
CF merupakan suatu ukuran kinerja dari turbin angin. Dari
beberapa jenis turbin dengan kapasitas tertentu maka didapatkan nilai Faktor Kapasitas Turbin Angin yang dipengaruhi kecepatan angin pada ketinggian tertentu serta kurva turbin dengan hasil sebagai berikut :
Tabel 4.5 Capacity Factor
4.2. Pemilihan Turbin Angin
Semua turbin angin yang diperlihatkan pada Tabel 4.5 telah melalui perhitungan kinerja untuk titik lokasi yang sama yaitu 02° 10' LS - 106° 08' BT. Representasi dari kinerja yang dimaksud adalah nilai CF dari turbin angin berbeda pada lokasi yang sama.
Pada Tabel 4.5 dapat dilihat bahwa kinerja turbin angin pada kelompok 1 yaitu turbin angin dengan kapasitas 500kW yang tertinggi adalah 1b dengan nilai CF sebesar 15.94%. Untuk kelompok turbin angin 2 dimiliki oleh turbin angin dengan nomor urut 2g yaitu sebesar 21.85%, dan untuk kelompok turbin angin 3 dimiliki oleh turbin angin dengan nomor urut 3f sebesar 27.82%.
Penyebab dari kecilnya nilai CF adalah nilai cut-in dari turbin
No Kapasitas (kW) Ø Rotor (m)Tinggi Hub (m) AEP Nom (MWh) AEP Net (MWh) CF 1a 500 33.2 30 4380 449.64 10.27 1b 500 39 40.5 4380 698.08 15.94 2a 600 44 40 5256 884.22 16.82 2b 600 43 45 5256 884.46 16.83 2c 600 48 50 5256 1148.67 21.85 2d 600 39 40.5 5256 698.08 13.28 2e 600 42 40.5 5256 809.60 15.40 2f 600 44 40.5 5256 888.54 16.91 2g 600 48 50 5256 1148.67 21.85 3a 750 44 50 6570 965.20 14.69 3b 750 48.2 50 6570 1158.26 17.63 3c 750 48.4 65 6570 1294.65 19.71 3d 750 54 60 6570 1561.70 23.77 3e 750 50 50 6570 1246.39 18.97 3f 750 57 68 6570 1827.71 27.82
tidak sesuai dengan kondisi potensi energi angin di lokasi analisis, tepatnya Pangkal Pinang – Kepulauan Bangka Belitung, yang memiliki kecepatan rata-rata angin pertahun sebesar 3.4 m/s pada ketinggian 50 m sehingga turbin angin tersebut tidak beroperasional dengan optimal.
Berdasarkan referensi data yang digunakan pada skripsi ini tentang nilai CF turbin angin dimana CF yang digunakan pada turbin angin bernilai 20%-40% dan menurut hasil perhitungan pada Tabel 4.5 maka turbin angin yang dipilih untuk digunakan sebagai pembangkit listrik tenaga angin di Kepulauan Bangka Belitung adalah 2g dan 3f dengan kapasitas masing-masing 600kW dan 750kW.
Gambar 4.2 Kurva Turbin 2g Gambar 4.3 Kurva Turbin 3f
Kurva Daya Turbin Angin 2g dan 3f dapat dilihat pada gambar 4.2 dan 4.3. Turbin 2g dan 3f sama-sama memiliki Cut-In Turbin pada 3 m/s sesuai dengan kecepatan rata-rata di Pangkal Pinang sebesar 3.4 m/s. Perbedaan 2g dan 3f sesuai dengan keterangan pada tabel 4.5 adalah 600kW dan 750 kW. Pada Turbin 2g, V rated dihasilkan dari kecepatan angin 12m/s, sedangkan pada Turbin 3f dihasilkan pada 11 m/s.
Perbedaan Turbin 2g dan 3f juga terletak pada spesifikasi fisik dimana turbin 2g memiliki diameter rotor 48 m dan ketinggian Hub adalah 50 meter, sedangkan 3f memiliki diameter rotor 57 m dan ketinggian hub adalah 68 meter dengan skema turbin terlihat pada gambar 4.4.
BAB V KESIMPULAN
1. Untuk menentukan jenis turbin yang akan digunakan dilihat dari nilai CF (Capacity
Factor) yang berkisar antara 20-40%.
2. Parameter yang mempengaruhi nilai Capacity Factor antara lain power yang dihasilkan
turbin sesuai spesifikasi turbin selama satu tahun serta power yang dihasilkan oleh kecepatan angin pada ketinggian turbin tertentu.
3. Kurva Daya Turbin menggambarkan sistem kerja turbin dimana terdiri dari VCut-In, VRated,
serta VCut-Off yang mempengaruhi nilai Capacity Factor.
4. Dari Analisis yang dilakukan pada Bandara Depati Amir, Pangkal Pinang dengan
kecepatan angin rata-rata tahun 2011 sebesar 3.3 m/s pada ketinggian 33 meter maka Turbin yang tepat untuk digunakan di lokasi tersebut adalah turbin 2g dan 3f dengan kapasitas masing-masing 600kW dan 750 kW.
DAFTAR PUSTAKA
[1] Mathew, Sathyajith. Wind Energy: Fundamentals, Resource Analysis and Economics. s.l. :
Springer, 2006.
[2] Gary, L.Johnson. Wind Energy Engineering. s.l. : McGraw Hill, 2011.
[3] Jain, Pramod. Wind Energy Engineering, s.l. : McGraw Hill, 2011.
[4] Gipe, Paul. Wind Energy Comes of Age. s.l. : Wiley and Sons, 1995.
[5] J.F. Manwell, J.G. McGowan, A.L.Rogers. Wind Energy Explained, Theory, Design and
Application. s.l. : John Willey and Sons, 2002.
[6] Malik, Ibrochim. Analisis Tekno-Ekonomi Desain Konfigurasi Pusat Listrik Tenaga Angin
(Wind Farm) dan Perhitungan Feed In Tarif di Indonesia. Depok : FTUI, 2012.
[7] Kadir, Abdul. Energi. Jakarta : UI Press, 2011.
[8] Hofman, Harm. Energi angin. Jakarta : Binacipta, 2011.
[9] Djojodihardjo, DR. Ir. Harijono. Wind Energy Systems. Bandung : Penerbit Alumni, 1983.
[10] Simiu, Emil. Wind Effects On Structures. United States of America : John Wiley & Sons, 1978.
[11] Jarass, L. Wind Energy. New York : Sringer-Verlag, 1981.
[12] Sachs, Peter. Wind Forces In Engineering. New York : Pergamon Press, 1978.
[13] Mustakerov, Ivan. Wind turbines type and number choice using combinatorial optimization. Daniela Borissova, s.l. : Elsevier, 2010, Renewable Energy.
